- •1. Техніко-економічне обґрунтування вибору основного устаткування тец
- •1.1 Варіанти систем енергопостачання
- •1.1.1 Розрахунок теплових навантажень
- •1.1.2 Вибір першого варіанта тец
- •1.1.3 Вибір другого варіанту. Котельня
- •1.2 Порівняння варіантів енергопостачання
- •1.2.1 Витрати умовного та натурального палива
- •1.2.2 Витрата електроенергії на власні потреби
- •1.2.4 Розрахунок питомих витрат палива
- •1.2.3 Визначення капіталовкладень
- •1.2.5 Чисельність експлуатаційного персоналу
- •1.2.6 Нарахування заробітної плати
- •1.2.7 Амортизаційні відрахування
- •1.2.8 Загальностанційні та інші витрати
- •1.2.9 Вартість палива
- •1.2.10 Вартість замикаючої електроенергії.
- •1.2.11 Сумарні річні умовно–постійні витрати:
- •1.2.12 Приведені витрати
- •1.3 Проектна калькуляція собівартості енергії
- •1.3.1 Розрахунок річних витрат на експлуатацію тец
- •1.3.2 Розподіл витрат палива та електроенергії на власні потреби поміж електроенергією та теплом
- •1.3.3 Розподіл річних експлуатаційних витрат між електроенергією та теплом
- •1.4 Розрахунок грошових потоків та критеріїв економічної ефективності інвестиційного проекту
- •1.4.1 Розподіл капіталовкладень по блоках
- •1.4.6 Висновок
- •2. Тепломеханічна частина
- •2.1 Загальна характеристика проектованої тец
- •2.2 Вибір основного обладнання електростанції
- •2.2.1 Парова турбіна
- •2.2.2 Котлоагрегати
- •Конденсатні насоси Конденсатні насоси I ступеня
- •Конденсатні насоси II ступеня
- •Основний ежектор
- •Пусковий ежектор й ежектор циркуляційної системи
- •Ежектор відсосу з ущільнень
- •2.3.1.2 Живильна установка
- •Бустерні насоси
- •Живильний турбонасос
- •Живильний електронасосний агрегат
- •2.3.1.3 Деаераторна установка
- •2.3.1.4 Регенеративна установка
- •Підігрівники низького тиску
- •Зливальні насоси
- •Підігрівники ущільнень
- •2.3.1.5 Теплофікаційна установка
- •Мережні підігрівники
- •Конденсатні насоси
- •2.3.1.6 Установка підживлення тепломережі
- •2.3.1.7 Редукційно-охолоджувальні установки
- •2.3.1.8 Насоси сирої води
- •2.3.2 Допоміжне устаткування котельного відділення
- •2.3.2.1 Тягодуттєва установка
- •2.3.2.2 Установка обмивки й пожежогасіння регенеративного повітропідігрівника
- •2.3.2.3 Установка відкачки обмивальних вод
- •2.3.2.4 Установка по забезпеченню стисненим повітрям
- •2.3.4. Теплова схема й трубопроводи
- •2.4.1 Опис теплової схеми й трубопроводів
- •2.4.2 Конденсаційна й регенеративна установки
- •2.4.3 Живильна установка
- •2.4.4 Пусковий вузол і скидні трубопроводи
- •2.4.5 Головні паропроводи й пуско-скидні пристрої
- •2.4.6 Система промперегріву
- •2.4.7 Розтопочний сепаратор із трубопроводами відводу води й пари
- •2.4.8 Трубопроводи пари власних потреб енергоблоку
- •2.4.9. Пристрої для регулювання температур свіжої та вторинної пари
- •2.5 Розрахунок теплової схеми електростанції
- •Розрахунок теплової схеми для і режиму
- •Внутрішньо - циклових станційних витоків пари та конденсату:
- •Витрати пари 1,4 мПа на мазуто – господарство:
- •Середнє теплофікаційне навантаження мережних підігрівачів турбіни т:
- •Теплове навантаження енергетичних котлів :
- •Питома витрата умовного палива на виробництво електроенергії:
- •2.6 Компонування головного корпусу
- •2.6.1 Машинне відділення
- •2.6.2 Бункерно-деаераторне відділення
- •2.6.3 Котельне відділення
- •2.7 Допоміжне господарство електростанції
- •2.7.1 Паливне господарство
- •2.7.1.1 Газове господарство
- •2.7.1.2 Мазутне господарство
- •2.7.2 Водопостачання
- •2.7.2.1 Технічне водопостачання
- •2.7.2.2 Водозабірні спорудження
- •2.7.2.3 Спорудження технічного водопостачання
- •2.7.3 Хімічна водопідготовка
- •2.8 Захист навколишнього середовища від впливу виробництва та вибір димової труби
- •2.8.1 Розрахунок димової труби
- •2.8.2 Розрахунок концентрації оксидів сірки
- •2.8.3 Розрахунок концентрації оксидів азоту
- •Ми бачимо, що альтернативне паливо мазут більш гірше в екологічному ніж основне. В подальшому використовуємо результати отримані для альтернативного палива.
- •2.8.4 Вибір кількості та висоти димових труб
- •2.9 Вибір майданчику будівництва та генеральний план електростанції
- •3. Охорона праці
- •3.1 Технічні рішення та організаційні заходи з безпечної експлуатації устаткування котлового відділення
- •3.1.1 Електробезпека
- •3.1.2 Технічні рішення по запобіганню електротравм при нормальних режимах роботи електроустановок
- •3.1.3 Технічні рішення по запобіганню електротравм при аварійних режимах роботи електроустановок
- •3.2.1 Опалення й вентиляция
- •3.1.4 Охорона праці й техніка безпеки при будівництві й монтажі тец
- •3.2 Технічні рішення та організаційні заходи з гігієни праці та виробничої санітарії
- •3.2.2 Виробничий шум і вібрації
- •3.3 Пожежна безпека та профілактика
- •Відповідно до [18,19] прийнята межа вогнестійкості що обгороджують і несуть будівельних конструкцій. Об'ємно-планувальні й конструктивні рішення відповідають [18,19]
- •Висновок
- •Перелік використовуваної літератури
1.4 Розрахунок грошових потоків та критеріїв економічної ефективності інвестиційного проекту
1.4.1 Розподіл капіталовкладень по блоках
1-й блок: блок з турбіною Т-250/300-240 і 2 КВГМ-100.
Капіталовкладення:
Будівлі та споруди:
КIбс= К Iбс+n· К вкбс (1.47)
119+2⋅1,5=122 млн.у.о.
Обладнання:
КI обл= К Iобл+n· К вкобл (1.48)
178,5+2⋅3,5=185,5 млн.у.о.
Разом: 122+1855,5=307,5 млн.у.о.
2-й, 3-й блоки: блок з Т-250/300-240 і 2 КВГМ-100 (кожний блок).
Капіталовкладення у кожний блок:
Будівлі та споруди: 54,2+2⋅1,5=57,2 млн.у.о.
Обладнання: 126,3+2⋅3,5=133,3 млн.у.о.
Разом: 57,2+133,3=190,5 млн.у.о.
У два блоки 190,5⋅2=381 млн.у.о.
Перевірка 381+307,5=688,5 млн.y.o
Далі розподіляємо капіталовкладення по роках пропорційно до кількості місяців у році, коли велося будівництво. Освоєння капіталовкладень показано на мал 1.2, розподіл капіталовкладень по роках в таблиці 1.7
Мал. 1.2 Етапи будівництва ТЕЦ-750 МВт
Таблиця 1.7. Розподіл капіталовкладень по роках
Найменування |
Проекту- вання |
Підготовчий |
Основний |
Будівництво 2-го блоку |
Будівництво 3-го блоку |
Разом |
Тривалість, міс |
26 |
7 |
29 |
10 |
10 |
|
Початок періоду Рік;міс |
0 |
2; 2 |
2; 9
|
4; 9
|
5; 2
|
|
Кінець періоду Рік;міс |
2; 2 |
2; 9
|
4; 9
|
5; 2
|
6 |
|
Капіталовкладення, млн. у.е |
7,6875 |
67,65 |
232,1625 |
190,5 |
190,5 |
688,5 |
1-й |
3,548 |
|
|
|
|
3,548 |
2-й |
3,548 |
|
|
|
|
3,548 |
3-й |
0,5913 |
67,656 |
96,0672 |
|
|
164,3085 |
4-й |
|
|
96,0672 |
57,15 |
|
153,217 |
5-й |
|
|
40,028 |
13,35 |
|
173,38 |
6-й |
|
|
|
|
190,5 |
190,5 |
1.4.2 Розрахунок доходів від експлуатації ТЕЦ
Доходи від відпуску електроенергії для всієї ТЕЦ:
Дw=0,88⋅Cw⋅(Wвир-WВП) (1.49)
Дw=0,88⋅0,12⋅(4650-165,7682)=473,5348 млн.у.о.
Доходи від відпуску тепла для всієї ТЕЦ:
ДQ=0,89⋅CQ⋅Qвідп (1.50)
ДQ=0,89⋅15⋅18016,77=240,5238 млн.у.о.
Сумарні доходи для одного блоку:
ДΣ= Дw+ ДQ (1.51)
ДΣ=157,8449+80,1746=238,0195 млн.у.о.
1.4.3 Розрахунок амортизаційних відрахувань
Для 1-го блоку: Ва1=0,055⋅122+0,2⋅185,5=43,81 млн.у.о./рік
Для 2-го, 3-го блоків: Ва2=Ва3 =0,055⋅57,2+0,2⋅133,3=29,806 млн.у.о./рік
1.4.4 Розрахунок річних експлуатаційних витрат
Разом для 3-ох блоків витрати (без амортизаційних відрахувань) становлять 103,422 млн.у.о./рік
1.4.5 Розрахунок річних витрат, амортизаційних відрахувань та доходів від реалізації продукції
Отримані дані з річних експлуатаційних витрат, амортизаційних відрахувань доходів від експлуатації ТЕЦ зводимо в таблицю 1.8
Таблиця 1.8. Розрахунок річних витрат ,амортизаційних відрахувань та доходів від реалізації продукції
Найменування |
Номер блоку |
Разом за рік |
|||
1 |
2 |
3 |
|||
Термін пуску |
62 місяць |
67 місяць |
72 місяць |
|
|
6-й рік |
10 міс. |
5 міс. |
|
|
|
7-й рік |
12 міс. |
12 міс |
12 міс |
|
|
Доходи ,млн.у.е |
238,0195 |
238,0195 |
238,0195 |
714,0585 |
|
6-й рік |
198,3495 |
99,1747 |
- |
297,5242 |
|
7-й рік |
238,0195 |
238,0195 |
238,0195 |
714,0585 |
|
Витрати ,млн.у.е |
154,527 |
154,527 |
154,527 |
463,581 |
|
6-й рік |
128,7725 |
64,3862 |
|
193,158 |
|
7-й рік |
154,527 |
154,527 |
154,527 |
463,581 |
|
Аморт. ,млн.у.е |
43,81 |
29,806 |
29,806 |
103,422 |
|
6-й рік |
36,508 |
12,4191 |
|
|
|
7-й рік |
43,81 |
29,806 |
29,806 |
103,422 |
|
Таким чином, вихідні дані для розрахунків за програмою KRIT UKR такі:
Розрахунковий період 22
Рік початку здійснення проекту 2014
Рік закінчення будівництва 6
Темп інфляції 3
Табл. 1.9. Вихідні дані для програми KRIT UKR
Капіталовкладення |
Доходи |
Витрати |
Амортизаційні відрахування |
3,548 |
0 |
0 |
0 |
3,548 |
0 |
0 |
0 |
164,308 |
0 |
0 |
0 |
153,217 |
0 |
0 |
0 |
163,378 |
0 |
0 |
0 |
190,5 |
297,5242 |
193,1587 |
48,9271 |
0 |
714,0585 |
463,581 |
103,422 |
Відсотки за кредит 0,070
Рік початку сплати відсотків 6
Рік початку погашення кредиту 7
Рік закінчення погашення кредиту 16
Норматив дисконтування 0,1
Після отримання результатів розрахунків програми KRIT_UKR.exe перевіряємо вихідні дані на сталість та заносимо в табл. 1.10 та будуємо графіки зображені на малюнках 1.3-1.8
Табл. 1.10 Зведені результати розрахунку проекту на сталість
Показник який перевіряється |
Значення |
Межі зміни |
Гранична межа |
Капіталовкладення |
688,5 |
0,9-1,6 |
- |
Дохід |
714,0585 |
0,5-1,2 |
0,8 |
Витрати |
463,581 |
0,9-1,6 |
1,3 |
Відсотки за кредит |
0,07 |
0,07-0,14 |
- |
Норматив дисконтування |
0,1 |
0,09-0,16 |
- |
Темп інфляції |
3% |
3-10 |
- |
Мал.1.3 Вплив зміни капіталовкладень на інтегральний дисконтова ний чистий прибуток, внутрішню норму рентабельності та період повернення капіталу
Мал.1.4 Вплив зміни доходів на інтегральний дисконтова ний чистий прибуток, внутрішню норму рентабельності та період повернення капіталу
Мал.1.5 Вплив зміни витрат на інтегральний дисконтова ний чистий прибуток, внутрішню норму рентабельності та період повернення капіталу
Мал.1.6 Вплив зміни відсотків за кредит на інтегральний дисконтова ний чистий прибуток, внутрішню норму рентабельності та період повернення капіталу
Мал.1.7 Вплив зміни нормативу дисконтування на інтегральний дисконтова ний чистий прибуток, внутрішню норму рентабельності та період повернення капіталу
Мал.1.8 Вплив зміни темпу інфляції на інтегральний дисконтова ний чистий прибуток, внутрішню норму рентабельності та період повернення капіталу
Розрахунки програми KRIT_UKR.exe знаходяться в додатку А .
